Gazowa firma zwiększa wydobycie
PGNiG zapowiada, że w ciągu dwóch lat zwiększy produkcję gazu ziemnego o 13 proc., a ropy naftowej o 12 proc. W 2021 roku wydobycie w kraju i za granicą ma wynieść 5,2 mld m sześc. gazu ziemnego i ok. 1,4 mln ton ropy naftowej.
Zgodnie z przedstawionymi przez spółkę prognozami, produkcja gazu ziemnego w kraju i poza Polską wyniesie w latach 2019-2021, odpowiednio, 4,6 mld m sześc., 4,8 mld m sześc. i 5,2 mld m sześc. w 2021 roku. W przypadku ropy naftowej wolumeny produkcji wyniosą 1,3 mln ton w 2019 roku oraz po 1,4 mln ton w dwóch kolejnych latach.
Jak zapewnia prezes spółki, Piotr Woźniak, segment związany z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów jest najbardziej rentowny. Poza tym własne surowce zwiększają niezależność energetyczną Polski.
W kraju pole do zwiększania wydobycia węglowodorów jest ograniczone. W tym roku produkcja gazu w Polsce wyniesie 3,9 mld m sześc., natomiast w dwóch następnych latach po 4 mld m sześc. Ten niewielki wzrost będzie możliwy dzięki włączeniu do eksploatacji nowych odwiertów na Podkarpaciu i Niżu Polskim, gdzie PGNiG prowadzi poszukiwania od 2016 r. Z kolei wolumen wydobycia ropy naftowej będzie lekko spadał w wyniku sczerpywania się krajowych złóż - wyniesie w kolejnych latach 778, 747 i 733 tys. ton.
Wzrost spodziewany jest natomiast w Norwegii. Wydobycie gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym utrzyma się co prawda w tym i następnym roku na poziomie ok. 0,5 mld m sześc., ale już w 2021 roku wzrośnie do 0,7 mld m sześc. Natomiast produkcja ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL wyniesie 475 tys. ton w 2019 roku, 611 tys. ton w 2020 roku i 671 tys. ton w 2021 roku.
PGNiG jest zainteresowane kupowaniem kolejnych aktywów wydobywczych w Norwegii, by po 2022 r. sprowadzać do Polski gazociągiem Baltic Pipe jak najwięcej własnego surowca. Przepustowość rury wniesie 10 mld m sześc. rocznie. Spółka zakłada, że będzie w stanie zapewnić wkład własny na poziomie 2,5 mld m sześc.
- W Norwegii koncentrujemy się na optymalizacji wydobycia z aktualnie eksploatowanych złóż oraz na przyśpieszeniu inwestycji związanych z zagospodarowaniem nowych - mówi Piotr Woźniak. - Każda nasza inwestycja jest starannie przemyślana. Wybieramy oferty tylko interesujące ekonomicznie, z solidną stopą zwrotu, które w istotny sposób zwiększą wydobycie grupy na Norweskim Szefie Kontynentalnym - dodaje.
W 2019 roku spółka PGNiG Upstream Norway kupiła 20 proc. udziałów w złożu Duva na koncesjach PL636 i PL636B i 22,2 proc. udziałów w złożu Król Lear na Morzu Północnym na koncesjach PL146 i PL333. Obecnie gazowa firma eksploatuje pięć złóż: Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje i Vale. Działania inwestycyjne prowadzone są na pięciu kolejnych: Skogul, Ærfugl, Duva, Tommeliten Alpha oraz Król Lear.
Uruchomienie wydobycia ze złoża Skogul planowane jest na przełomie 2019 i 2020 r., a ze złóż Ærfugl i Duva na przełomie 2020 i 2021 r. W 2024 r. zaplanowane jest rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha, a w 2025 r. ze złoża Król Lear.
Po uzyskaniu norweskich zgód administracyjnych związanych z nabyciem złóż Duva i King Lear, Spółka będzie posiadała 27 koncesji w Norwegii. Obecnie na czterech z nich pełni rolę operatora.
PGNiG prowadzi również wydobycie w Pakistanie. O ile w tym roku produkcja gazu w tej lokalizacji wyniesie 0,2 mld m sześc., o tyle w kolejnych dwóch istotnie się zwiększy - do 0,4 mld m sześc. w 2020 r. i 0,5 mld m sześc. w 2021 r. Będzie to możliwe dzięki podłączeniu do produkcji nowych odwiertów.
morb
